Анализ работы установки предварительного сброса ЦДНГ-9 НГДУ "Мамонтовнефть"

В качестве основных принципов при определении архитектуры построения АСУ ТП приняты следующие:

- децентрализация функций сбора, обработки информации и выработки

управляющих воздействий, максимальное их приближение к месту

возникновения информации и ее использования;

- модульность построения технических и программных средств;

-стандартизация взаимосвязей (функциональная, программная,

конструктивная) между уровнями управления;

- функционирование без постоянного присутствия обслуживающего персонала

для систем управления объектов электроснабжения.

5.1 Объекты АСУ ТП

В число технологических объектов, охватываемых АСУ ТП, входят:

1. Объекты УПН:

- нефтегазосепараторы;

- газосепараторы;

- насосы перекачки нефти и воды;

- узел учета нефти;

- узел учета газа;

- резервуары;

- отстойники;

- дренажные емкости;

- регулирующие клапаны;

- электрозадвижки.

Проектируемая АСУ ТП является интегрированной и состоит из следующих функциональных подсистем:

- АСУ ТП перекачки нефти;

- АСУ ТП объектов электроснабжения.

Структурно каждая из указанных подсистем разделена на три уровня:

1. Нижний уровень - уровень датчиков, измерительных преобразователей и исполнительных устройств, которые установлены непосредственно на технологическом оборудовании.

2. Средний уровень - это уровень сбора и обработки информации и обеспечивает управление технологическим процессом и оборудованием в соответствии с заданными алгоритмами функционирования и системой аварийных защит и сигнализации. Системы управления среднего уровня строятся на базе персональных компьютеров, объединенных в локальную вычислительную сеть (ЛВС) с организацией автоматизированных рабочих мест для специалистов предприятия.

3. Верхний уровень - уровень АРМ оператора-технолога, аппарата ЦИТС, НГДУ в данном проекте не рассматривается. Вопросы построения данного уровня и организация обмена информации со средним уровнем должны решаться отдельным проектом.

Структура контроля и управления технологическими объектами

АСУ- многоуровневые системы, построение которых у фирм-разработчиков основывается на комплектации и увязке технических средств нескольких десятков фирм-производителей данного оборудования.

Основываясь на комплексном подходе построения АСУ, ЗАО «Альбатрос» разрабатывает проектные решения и поставляет программно-аппаратные средства автоматизации технологических объектов подготовки нефти и газа.

Структурная система АСУ УПСВ представлена типовыми решениями автоматизации стандартного технологического оборудования УПСВ и увязки локальных контуров автоматического контроля в единую автоматизированную систему контроля и управления.

В локальных контурах автоматизации нефтегазосепараторов, газосепараторов, отстойников и дренажных емкостей технологическая схема реализована следующим образом: «датчик ДУУ - контроллер ГАММА-7М в исполнениях с модулями МТС1/МТС2», «сигнализаторы уровня ультразвуковые СУР-2М или СУР-3М - контроллер ГАММА-7М в исполнениях с модулями МТС1/МТС2». Подключение датчиков и сигнализаторов уровня, а также полевого измерительного оборудования со стандарт-ным токовым сигналом производится непосредственно к контроллеру микропроцес-сорному ГАММА-7М, что позволяет исключить традиционный парк вторичных приборов и дополнительных контроллеров-сборщиков. Подключение к контроллеру ГАММА-7М блока управления электроприводом БУЭП-1, позволяет построить законченные контуры контроля и управления исполнительными механизмами.

Автоматизация сбора данных по парку резервуаров выполняется на базе датчиков ДУУ 2 с гибким чувствительным элементом, позволяющих контролировать до трех уровней раздела фаз, а также многоточечных датчиков температуры ДТМ 1. Исполнение контроллера ГАММА-7М с модулем сопряжения с датчиками МСД позволяет реализовать технологическую схему измерений «один контроллер - восемь резервуаров нефтепродуктов».

Управление исполнительными механизмами: электроприводными задвижками, погружными насосами, внутриплощадочными насосами перекачки осуществляется от контроллеров КСМ2, в которых заложен алгоритм управления соответствующим агрегатом. Контроллеры КСМ2, подключаются к контроллеру ГАММА-7М, образуя телеметрический комплекс, который выводит информацию о состоянии исполнительных механизмов на табло индикации, а также транслирует полученную информацию в ПЭВМ оператора. К одному контроллеру ГАММА-7М возможно подключение до восьми контроллеров КСМ2.

Контроль за состоянием насосных агрегатов по перекачки нефти реализован на базе контроллера КСМ4. Реализация задач диагностики на базе контроллера КСМ4 позволяет построить гибкую систему контроля и управления насосными агрегатами, заменив стандартный громоздкий релейно-контактный привод.

Контроллеры размещены в щитах управления, оборудованных кроссовыми клемниками, вторичными приборами, преобразователями сигналов, источниками питания, коммутационной аппаратурой.

Поставляемые системы управления технологическими объектами на базе контроллеров ГАММА-7М, КСМ2, КСМ4 компонуются на основе проектных решений с использованием оборудования, выпускаемого фирмами Schroff, Wago, Omron, Bopla, Finder, Advantech, Phoenix, Contact.

На УПСВ в помещении операторной размещается:

- приборный щит;

- шкаф с контроллером 20005;

- система обработки информации из комплекта коммерческого узла учета нефти;

- промышленный компьютер - АРМ оператора (операторская станция);

- источник бесперебойного питания;

- модем.

Комплекс технических средств АСУ ТП среднего уровня размещается в

диспетчерском пункте на опорной базе промысла.

5.2 Функции АСУ ТП

5.2.1 Функции АСУ ТП по уровням управления

В соответствии с принятой архитектурой функции, реализуемые АСУ ТП, распределяются по уровням следующим образом:

Нижний уровень:

- сбор и первичная обработка технологической информации, поступающей от датчиков и измерительных преобразователей;

- обмен информацией (прием и передача) со средним уровнем;

- управление технологическим процессом на основе собранной технологической информации и команд, поступающих от оператора- технолога;

- автотестирование элементов местной автоматики, программируемых контроллеров.

Средний уровень:

- сбор и концентрация информации о ходе технологического процесса,

поступающей от контроллеров;

- внутренняя обработка и хранение информации, формирование базы данных;

- индикация и регистрация информации, реализация диалога с верхним уровнем аппаратом управления);

- составление оперативных сводок, отчетных и справочных документов;

- формирование и передача на нижний уровень управляющих воздействий по поддержанию заданных технологических режимов;

- диагностика работы технологического оборудования, технических и программных средств системы управления.

Верхний уровень:

- учет и контроль выполнения плановых заданий;

- оптимальное распределение и рациональное использование ресурсов;

- моделирование процессов и разработка оптимальных технологических режимов;

- сведение материальных балансов и анализ удельных затрат;

- анализ простоев оборудования и учет потерь;

- ведение плановых, учетных и отчетных документов;

- реализация диалогового режима проведения расчетов по запросам персонал;

предприятия;

- управление техническим обслуживанием и ремонтом оборудования.

5.3 Функции АСУ ТП по контролю и управлению технологическими объектами

Программное обеспечение АСУ УПСВ реализует следующие функции:

- диалог с оператором-технологом;

- концентрация, фильтрация и накопление технологической информации;

- управление работой контроллеров среднего уровня;

- обработка и хранение информации;

- формирование и ведение файлов оперативных данных в виде мнемосхем, трендов, таблиц;

- автоматическая диагностика функционирования элементов системы;

- формирование и передача информации на верхний уровень управления.

Разработка человеко-машинного интерфейса осуществляется путем создания интерактивных графических экранов и размещения на них графических статических и динамических элементов.

На экранах отображаются:

- обзорная схема технологического процесса с мгновенными значениями технологических параметров и средствами вызова процедур управления;

- отдельные мнемосхемы площадок, напорных нефтепроводов с данными, включенными в предыдущую схему;

- отдельные технологические модули каждой площадки;

- отдельные части технологического процесса с подробной детализацией.

Разработка графических экранов осуществляется путем размещения на них графических статических и динамических элементов.

Статические элементы экранов не зависят от значений контролируемых параметров, а также к ним не привязываются никакие действия по управлению выводимой на экран информацией. Эти элементы используются для разработки статической составляющей графических экранов.

Динамические элементы являются формами отображения хода технологического процесса. Эти элементы связываются с технологическими параметрами для вывода их значений на экран. Кроме того, часть форм отображения используется для управления значениями технологических параметров или выводимой на экран информацией.

АСУ УПСВ позволяет использовать в графических экранах следующие динамические элементы для отображения информации о ходе технологического процесса и управления:

- текстовая форма отображения;

- гистограммы ( прямоугольные или произвольной формы );

- кнопки различных типов;

- тренды аналоговых и дискретных параметров;

- цветовые индикаторы;

- графические и текстовые индикаторы;

- бегущие дорожки;

- отображение экранов в окнах;

- свободные формы.

Программное обеспечение дает операторам наглядное представление информации, используя трехмерную графику и средства анимации изображений, удобный интерфейс. Оператор получает полное представление о состоянии всего контролируемого системой оборудования.

Система поддерживает ведение различных технологических журналов, режимных листов, в том числе журнала тревог (для фиксации аварийных ситуаций, имеющих место в процессе производства, и изменений в настройке приборов).

В системе предусмотрена возможность корректировки и задания исходных данных, числовых уставок, параметров регулирования, а также непосредственное управление оператором технологическим процессом с клавиатуры ПЭВМ.

Система обеспечивает несколько уровней защиты от несанкционированного доступа и от неправильных действий операторов, что защищает конфигурацию системы и данные измерений от возможных искажений в результате вмешательства неквалифицированного персонала.

На базе представленных программно-технических средств компонуются законченные измерительно-управляющие комплексы, характеризующиеся:

- наличием древовидной распределенной структуры до уровня входного

интерфейса высоконадежного компьютера в индустриальном исполнении;

- наличием полного объема промежуточной индикации и органов ручного правления для ведения технологического процесса, что позволяет при отказе компьютера верхнего уровня продолжать оперативное управление объектом;

- высокой помехоустойчивостью, устойчивостью к скачкам и провалам электропитания, наличием гальванической развязки по всем каналам ввода- вывода и по локальным сетям;

- резким снижением номенклатуры применяемых датчиков и контроллеров, что позволяет удешевить последующее обслуживание и затраты на запасные части и принадлежности;

- наращиваемостью, что позволяет подключать и встраивать в функционирующую систему дополнительные объекты автоматизации;

- открытостью, использованием стандартных интерфейсов, протоколов и форматов, расширяемостью, что позволяет легко встраивать оборудование в любые системы АСУ ТП других производителей.

Оснащение технологических объектов, охватываемых АСУ ТП, датчиками, измерительными преобразователями, исполнительными механизмами и другой аппаратурой предусматривается в объеме, позволяющем осуществить следующие основные функции АСУ ТП:

Объекты УПСВ:

а) автоматическое регулирование:

- давления во входных сепараторах, в сепараторе топливного газа с воздействием на выход газа;

- уровня жидкости во входных сепараторах, в сепараторах - отстойниках, в КСУ, в установке подготовки пластовой воды с воздействием на выход нефти;

- уровня жидкости во входных сепараторах, сепараторах отстойниках, в установке подготовки пластовой воды с воздействием на выход воды;

б) автоматическое управление:

- насосными агрегатами внутренней и внешней перекачки (об отключении при нижнем уровне в резервуаре, перегреве подшипников, повышенных утечка:

- сальников, низком и высоком давлении на выходе УПСВ, срыве подачи срабатывании электрозащит, загазованности 50% от НПВ, пожаре);

- насосными агрегатами подачи воды на КНС;

- автоматический ввод резервного насоса при выходе из строя рабочего,

- самозапуск основных насосов при кратковременных перерывах в электроснабжении;

- вытяжными вентиляторами при загазованности в закрытых технологически:

- блоках (20% НПВ);

-насосами откачки из конденсатосборников и дренажно-канализационных емкостях по уровню жидкости в этих аппаратах;

- основными технологическими задвижками с электроприводом.

в) дистанционное управление:

- основными насосными агрегатами (включить - отключить);

- электроприводами основных технологических задвижек (открыть - закрыть);

г) дистанционный контроль:

- давления в входных сепараторах, в сепараторе топливного газа;

- давления газа в КСУ;

- давления на входе УПСВ;

-производительности УПСВ по нефти (с помощью системы обработки

информации);

- производительности по газу (отдельно суммируются показания расхода газа, подаваемого на факел, на ГПЗ);

- уровня жидкости в входных сеператорах;

- уровня жидкости в сепараторах отстойниках, КСУ, в сепараторах подготовки пластовой воды;

- уровня жидкости в резервуарах;

- давления нефти на входе УПСВ;

- температуры нефти на входе УПСВ.

е) сигнализацию:

1) аварийную сигнализацию:

- отключения основных насосных агрегатов с расшифровкой причины аварии;

- загазованности наружных технологических площадок и закрытых помещений;

- предельных значений уровня в входных сепараторах, сепараторах отстойниках, резервуарах, газовых сепараторах, КСУ, конденсатосборниках и дренажно-канализационных емкостях, расширительных камерах, в сепараторах подготовки воды;

- возникновения пожара в нефтенасосных станциях, в технологических блоках.

2) исполнительную сигнализацацию:

- состояния основных насосных агрегатов (включено - отключено);

- положения основных технологических задвижек (открыто -- закрыто);

ж) формирование и передачу на ДП информации.

По технологическим установкам с комплектными системами автоматизации (нагреватели, факельные установки) предусматривается передача аварийных сигналов в систему управления УПСВ.

5.4 Комплекс технических средств АСУ ТП

Комплекс технических средств АСУ ТП состоит из:

- комплекта датчиков, преобразователей, исполнительных механизмов;

- управляющего вычислительного комплекса УВК.

5.4.1 Комплекс датчиков, преобразователей, исполнительных механизмов

Все применяемые в проекте датчики, преобразователи, исполнительные механизмы выполнены только электрическими и имеют требуемые виды климатического исполнения и взрывозащиты, системы пневмоавтоматики не предусматриваются.

В контурах регулирования с ограниченным перепадом давления применены регулирующие затворы и шаровые краны с электрическими исполнительными фланцевыми механизмами.

Датчики и измерительные преобразователи, вторичные приборы имеют унифицированные выходные сигналы с одним из следующих параметров:

- аналоговые (токовые 4...20 мА) для контроля и регулирования режимных технологических параметров;

- частотно-импульсные сигналы для контроля учетных технологических параметров;

- дискретные типа "сухой контакт" для сигнализации предельных значений технологических параметров;

- интерфейсные RS 485.

Для контроля уровня взлива и уровней раздела фаз нефть - вода применены ультрозвуковые уровнемеры с контроллерами "Гамма" производства ЗАО Альбатрос".

Для измерения расхода нефти применены массовые расходомеры типа "Promass" фирмы "Endress Hauser".

Для сигнализации аварийных ситуаций и отклонения от нормы технологических параметров используются дискретные датчики с электрическим контактным выходом.

Все датчики, преобразователи и исполнительные механизмы соответствуют требованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды:

по взрывопожаробезопасности;

по климатическому воздействию;

по устойчивости к воздействию агрессивных сред;

по степени защиты оболочки от проникновения внутрь пыли и влаги.

Все блочно-модульные комплектные технологические установки оснащаются средствами контроля и автоматики на заводах-изготовителях.

5.4.2 Управляющий вычислительный комплекс

Разработчиком и поставщиком программно- технического комплекса УПН является ИПФ "АСУ- нефть" г. Тюмень. Поставщиком программно-технического комплекса узла учета нефти (УУН) является "Сибнефтеавтоматика" г. Тюмень.

1. Нижний уровень. Нижний уровень УПН строится на базе контроллера System 2005 фирмы BR(Австрия). Контроллер имеют модульную, проектно - компонуемую структуру и создается из наборов типовых контроллерных модулей.

Наборы контроллерных модулей обеспечивают возможность компоновки контроллеров различной производительности (от единиц до нескольких сотен сигналов).

Конфигурация контроллера System 2005 в максимальном варианте:

- цифровых входов/ выходов - 800;

- аналоговых входов/ выходов - 400;

- импульсных входов - 200.

Контроллер System 2005 имеет стопроцентный горячий резерв. Нижний уровень узла учета нефти строится на базе устройства программного управления TREL-5B ООО "ТРЭИ ГМБХ" г. Пенза.

Нижний уровень объектов электроснабжения строится на базе контроллера "Омь" фирмы "Мир" г. Омск.

5. Средний уровень. Средний уровень УПСВ представляет собой рабочую

6. (операторскую) станцию на базе промышленного компьютера, которая размещается в

7. представленной структурной схеме вычислительного комплекса имеется возможность

8. разместить АРМ энергетика в диспетчерском пункте на опорной базе промысла.

5.5 Размещение и монтаж комплекса технических средств АСУ ТП

Первичные преобразователи, датчики технологических параметров и исполнительные механизмы, монтируемые непосредственно на технологическом оборудовании и трубопроводах, устанавливаются с помощью закладных деталей, которые устанавливаются и учитываются технологической частью проекта.

Блочно-модульное технологическое оборудование оснащается первичными преобразователями, датчиками и исполнительными механизмами на заводах--изготовителях блоков, там же выполняется монтаж внутриблочных электрических и трубных проводок.

Приборы, устанавливаемые на открытых технологических площадках и неприспособленные к эксплуатации в условиях низких температур окружающего воздуха, размещаются во взрывозащищенных утепленных электрообогреваемых шкафах.

Внешние электрические проводки на проектируемых объектах промыслового обустройства выполняются следующим образом:

а) внутри производственных помещений и по наружным технологическим площадкам -- изолированными проводами в стальных защитных трубах или контрольными небронированными кабелями в коробах и лотках.

Для взрывоопасных помещений категорий В-1А применяются кабели и провода с медными жилами и защитные водогазопроводные трубы по ГОСТ 3262-75. В остальных случаях используются кабели и провода с алюминиевыми жилами и защитные электросварные трубы по ГОСТ 10704-76.

б) междуплощадочные трассы - контрольными небронированными кабелями с медными и алюминиевыми жилами по ГОСТ 1508-78.

Кабели с медными жилами применяются во взрывоопасных условиях (В-1А) и в случаях, определяемых специальными требованиями к цепям измерения.

Экранированные кабели с медными жилами применяются для уменьшения влияния помех, наводок в цепях аналоговых и импульсных сигналов.

Между площадочные электрические проводки прокладываются на отдельных полках по кабельным эстакадам и в коробах совместно с силовыми (0.4 кВ) кабелями.

Электропитание операторских станций и контроллерного оборудования осуществляется от сети переменного тока напряжением 220В двумя вводами. В случае исчезновения напряжения питающей сети электропитание обеспечивается от источника бесперебойного питания, установленного в операторной./11/

Используемая для ведения технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно поддерживать технологический режим.

6. Технологический расчёт

Поверочный технологический расчет проводится с целью выявления максимально возможной производительности оборудования установки предварительного сброса воды по жидкости.

6.1 Технологические параметры УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть»

I ступень сепарации С-1: температура 40-45оС, давление 1,5-3атм.(0,15-0,3 мПа).

Отстой с обезвоживанием:температура 40- 45оС, давление 1,2-2,5 атм. (0,12-0,25 мПа).

IIступень КСУ: температура 40-45оС, давление 0-0,2атм. (0-0,02 мПа).

Газовый фактор 43 м3/т /12/

Сырье - газоводонефтяная жидкость.

Характеристика нефти НГДУ «МН»:

Плотность, кг/м3 871-885

Вязкость, мм2/с (при 20оС) 22-53

Массовое содержание, %:

Серы 1,2-1,5

Смол селикагелевых 7-11

Асфальтенов 1,8-5,0

Парафинов 2,9-3,9

Можем сделать заключение:

нефть парафинистая > 1,5%

сернистая > 1,8 %

Тип нефти - средняя (р(20оС) - 851- 885 кг/м3)

нефть высокоэмульсионная (I группы)

I группа - это нефть с плотностью при 20°С - 860-890кг/м3,

вязкостью при 20°С - 12-15 и выше мм2/с,

содержание смол 5-15%,

асфальтенов - 1-7%. /13/

6.2 Поверочный расчет технологического оборудования

6.2.1 Расчёт аппаратов I ступени сепарации

Нефтегазовый сепаратор НГС 2-1,0-2400-2-И, объёмом 100м3.

кол-во аппаратов -2 шт.

Входной сепаратор предназначен для сепарации газа из жидкости

Давление 1,5-3,0 кгс/см 2 (0,15-0,3 мПа),

температура 40- 45°С по РД 39-0004-90

Объем сепаратора 100 м3,

Время нахождения жидкости в сепараторе 5 минут.

Обводнённость нефти НГДУ «МН» - 85%

Найдём плотность жидкости по формуле:

рж = (7)

где ж - плотность жидкости, кг/м3;

н - плотность нефти, кг/м3;

в - плотность воды, кг/м3 ;

В - обводнённость нефти в долях

рж = = 987 кг/м3

Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле:

Q = (8)

где Q - производительность аппарата, м3/мин, м3/час;

V - объём аппарата, м3;

с - коэффициент заполнения объёма аппарата жидкостью, равен 0,6;

- время пребывания, мин

Q == 12 м3/мин = 720 м3/час

Рассчитаем объемный расход потока:

?ж = (9)

где ?ж - объёмный расход потока, м3/сут;

n- количество аппаратов, шт;

1,2 - коэффициент запаса, применяемый, если будет дополнительная подача жидкости;

Q - производительность аппарата, м3/мин, м3/час.

?ж = = 28 800 м3/сут

Максимальное количество жидкости, поступающей на установку, находим по формуле:

Qж = ?ж* рж /1000 (10)

где Q ж - количество жидкости поступающей на установку, т/сут;

?ж - объёмный расход потока, м3/сут;

рж - плотность жидкости, кг/м3.

Qж = 28 800* 987/1000 = 28 426 т/сут.

Эскиз нефтегазового сепаратора без сброса воды представлен на рис. 8. /14/

Из расчёта видно, что пропускная способность 2 входных сепараторов, объёмом 100 м3

каждый, 28 800 м3/сут (28 426 т/сут).

6.2.2 Расчёт отстойников

отстойник ОГ-200 1-1,0-3400-2-И, объёмом 200м3

кол-во аппаратов -6 шт.

Температура обезвоживания 40-45°С,

давление 1,2-2,5 кгс/см2 (0,12-0,25 мПа),

время отстоя эмульсии 30-60 минут,

Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле (8):

Q == 4 м3/мин = 240 м3/час

Рассчитаем объемный расход потока по формуле (9):

?ж = = 28 800 м3/сут

Из расчёта видно, что пропускная способность 6 отстойников, объёмом

200 м3 каждый, 28 800 м3/сут (28 426 т/сут).

Эскиз отстойника ОГ-200 1-1,0-3400-2-И представлен на рис. 9. /14/

6.2.3 Расчёт аппаратов II ступени сепарации

В качестве концевой сепарационной установки принят

нефтегазовый сепаратор НГС 2-1.0-2400-2-И объёмом 100 м3

кол-во аппаратов -2 шт.

Температура эмульсии 40-45С,

давление 0-0,2 кгс/см2 (0-0,02 мПа),

время отстоя 5-10 минут,

Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле (8):

Q == 12 м3/мин = 720 м3/час

Рассчитаем объемный расход потока по формуле (9):

?ж = = 28 800 м3/сут

Рассчитаем работу КСУ в аварийном режиме.

Сброс жидкости после сепараторов первой ступени сепараторов С1/1, С1/2.

Обводненность нефти - 85 %.

Проверим производительность КСУ в минуту по формуле (8):

Q == 12 м3/мин = 720 м3/час

Объем жидкости, поступающей на КСУ будет равен:

?ж == 1200 м3/час

Объем КСУ рассчитывается с учетом нагрузки по жидкости и времени пребывания по формуле:

V = , (11)

где ?ж - объёмный расход потока, м3/час;

- время пребывания, мин;

с - коэффициент заполнения объёма аппарата жидкостью, равен 0,6;

1,2 - коэффициент запаса, применяемый, если будет дополнительная подача жидкости;

V = = 200 м3.

Рассчитаем необходимое количество аппаратов, когда КСУ работает в аварийном режиме, по формуле:

n = , (12)

где ?ж - объёмный расход потока, м3/час;

1,2 - коэффициент запаса, применяемый, если будет дополнительная подача жидкости;

Q - производительность аппарата, м3/час.

n = = 2,0

Время пребывания жидкости в сепараторе принято в зависимости от типа нефти в соответствии с РД 39-0004-90/15/. Сепарационное оборудование, представлено в табл. 11.

/16,17/

Таблица 11

Характеристика оборудования

Вывод: по поверочному расчёту существующих аппаратов установки предварительного сброса воды с учетом технологических параметров (температуры и давления), принятых в схеме показано, что максимальная пропускная способность оборудования по нефти и жидкости - 28 800 м3 / сутки (28 426 т/сут).

7. Материальный баланс установки предварительного сброса воды

7.1 Материальный баланс базовой установки предварительного сброса воды № 3 НГДУ «Мамонтовнефть» при максимальной пропускной способности оборудования

На основании поверочного технологического расчета составлен материальный баланс установки предварительного сброса воды № 3 НГДУ «Мамонтовнефть» при максимальной пропускной способности оборудования по сырью табл. 12. Число рабочих дней в году 365.

Таблица 12

Материальный баланс базовой УПСВ-3

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6